全国首个大规模算电协同项目并网，绿电直连终结“算力贵、绿电弃”双重困局
4条110千伏专线，省掉的不只是过网费
5月2日，中卫云基地南侧一公里的戈壁滩上，一个标志性的场景出现了：50万千瓦光伏电站发出的电流，正通过4条110千伏输电线路，被直接送往算力园区的开关站。这笔电力交易绕开了传统大电网的层层流转，实现了真正意义上的“点对点”直供。
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用大唐中卫新能源副总经理靳良的话来说，这种绿电直供模式的核心优势在于“省去了电网等中间环节，减少了损耗，可以有效降低电价”。
那么，这个项目的商业逻辑究竟是如何设计的？关键在于针对不同用电场景，准备了两套供给方案。对于新增的算力负荷，铺设专属物理线路，让光伏电力直达机房，再辅以储能装置来调节余缺。而对于存量负荷，则通过电力市场的双边交易来锁定长期供电关系，以此降低前期的改造投入。具体操作上，光伏发电时段以物理直供为主；当夜幕降临光伏停运后，则由风电通过双边交易来补位。
这样的精巧设计，有效破解了光伏发电间歇性与数据中心7×24小时稳定用电需求之间的根本矛盾。事实上，早在2024年，国家层面的数据基础设施相关指引就已明确要求大型风光基地与算力枢纽节点协同布局。但真正将规划蓝图落地为投产项目，大唐的这个项目算是打响了头炮。
从投资规模看，项目一期总投资达87亿元，目前50万千瓦光伏已先行投运，而150万千瓦的风电部分，计划在今年9月实现全容量并网。一期全面运营后，年发电量预计可达43亿千瓦时，足以满足云基地22.9亿千瓦时的用电需求。这还没完，二期还规划了60万千瓦光伏与200万千瓦风电，全部建成后，总投资规模将接近200亿元。
算一笔经济账就明白了：目前中卫当地的电价稳定在0.36元/千瓦时左右，新建数据中心的绿电使用比例已超过80%。对于动辄年耗电量数亿度的万卡GPU集群而言，电价每下降哪怕几分钱，节省下来的都是一笔极为可观的利润空间。
五个项目，一张西部算电版图
如果把时间轴拉长来看，中卫项目仅仅是西部“算电协同”宏大版图中的一块关键拼图。
回望2025年7月，乌兰察布中金数据零碳算力基地率先投运，成为全国首个数据中心绿电直连的“源网荷储”一体化项目。该项目搭配了20万千瓦风电、10万千瓦光伏和4.5万千瓦储能，投产后年自发自用绿电8.48亿千瓦时，可再生能源替代率达到38.74%。
紧接着在2025年12月，广东能源集团在克拉玛依投运了30万千瓦光伏算电协同一体化项目。这个项目的特别之处在于，它首次将“光伏+储能+智算+网络”四个环节打包集成，配套了30兆瓦/60兆瓦时储能及500P算力的智算中心。
时间来到2026年4月，甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目首批机组并网。这个千兆瓦级项目总装机达200万千瓦，其一期100万千瓦机组，从2025年8月开工到并网发电，只用了不到半年时间。投产后，其年发电量预计可覆盖庆阳数据中心集群约55%的用电需求。
梳理这些项目，一个清晰的共同特征浮现出来：算力正紧紧跟随绿电的脚步西移，电力成本被牢牢锚定在远低于东部地区的水平。例如，远景集团与腾讯在内蒙古赤峰落地的全球首个100%绿电直供数据中心，综合能源成本降低了超过40%。
数据更能说明趋势的迅猛。中电联数据显示，今年一季度，互联网数据服务用电量已达229亿千瓦时，同比激增44%，其在全国社会用电量中的占比已接近1%。而根据中国信通院的预测，即便按中等情景估算，到2030年，我国算力中心的用电量也将超过4000亿千瓦时。要知道，电力成本占IDC运营支出的比例高达56.7%。对算力企业而言，寻找便宜的绿电早已不是一道选择题，而是一道关乎生存的必答题。
成本账里，输配电费比电价更关键
然而，算电协同的经济可行性，在过去两年里一直存在争议。国家数据发展研究院在2026年2月发布的一份报告，就直指核心问题：“当前绿电直供模式经济性不足，相对传统电网购电无显著优势”。
问题出在哪里？其实症结往往不在发电成本本身。对于西部光照资源富集的地区，光伏的度电成本已经可以做到0.2元以下。但一旦加上输配电价、储能配置、专用线路建设等刚性支出，整体度电成本很容易突破0.4元——这与东部地区的大工业电价相比，优势确实不够明显。
真正的转折点出现在政策端。2025年9月，发改委和能源局联合发文，创新性地建立了按容（需）量收取输配电费的机制，这大幅压缩了绿电直连项目的中间成本。到了2026年初，内蒙古率先发布绿电直连项目实施方案，河北、浙江、湖南等省份也紧随其后。这意味着，绿电直连从“可以试点”正式迈入了“有章可循”的新阶段。
中金数据乌兰察布项目提供了一个绝佳的参照样本。通过“源网荷储”一体化模式实现自发自用，企业不仅获得了稳定的绿电供给，还将减排量转化为了可交易的碳汇资产。据现场测算，项目投产后年产出8.48亿千瓦时自发自用绿电，其电力成本远低于传统购电模式。
有业内人士算过一笔更直观的账：一台部署万卡的GPU集群，年耗电量大约为1.8亿千瓦时。在东部地区，这意味着每年上亿元的电费账单。但如果将集群落子中卫，利用绿电直供体系，同样一笔电费，账单金额可以缩减数千万元。这对算力企业的吸引力，不言自明。
算力还没到，电网已经开始喊疼
资本的热情高涨，正在给西部原本就薄弱的电网基础设施带来前所未有的压力。大唐中卫项目规划总投资近200亿元；远景乌兰察布零碳AIDC园区计划今年交付；中联零碳智算产业园规划标准机架24万架、IT容量约600兆瓦；中卫九川算力科创园则投资120亿元建设万卡GPU集群数据中心……项目清单还在不断拉长。
电网承载能力跟不上的矛盾已经开始显现。国家能源局在4月27日明确将算力设施列入电力保供重点领域，并将算电协同纳入新型电力系统“十五五”规划的重点任务。市场机构如中信证券预计，到2030年，算电协同相关需求有望拉动近465吉瓦的风机需求。
除了电网容量，时序协调是另一个技术难点。光伏出力曲线每天只有一个高峰，风电则高度依赖气象条件，而GPU集群要求的是7×24小时稳定供能。目前的主流解决方案是“光伏物理直供+风电双边交易+公网备容”，让储能作为中间的缓冲层。但问题在于，大规模储能的成本依然居高不下，导致离网型项目的度电成本显著高于网电。大唐中卫项目采用的双轨制，算是一种务实的折中——用物理直供应对增量负荷，用双边交易覆盖存量负荷，再以公网备容作为安全兜底，形成“三条腿站立”的稳定结构。
话说回来，所谓算电协同，其本质就是将西部原本消耗不掉的风光电能，转化为算力输出——在很多场景下，这比直接输电更划算。但逻辑跑通，绝不等于生意好做。当50万千瓦的光伏板开始向服务器输送第一度绿电，产业要回答的问题还有很多：今年9月那150万千瓦风电能否如期并网？电网的冗余设计能否应对算力集群爆发式增长带来的冲击？物理直供的经济模型能否在更多地区成功复制？产业链上下游数十家上市公司的高调布局，又能否最终转化为实实在在的业绩？
在这片戈壁滩上，沿着那4条110千伏输电线两侧，算力与电力之间一场真正深刻的协同，其实才刚刚拉开序幕。
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